Эксплуатация Арланского нефтяного месторождения

Таблица 3 - Техническая характеристика нефтяных скважин действующего фонда Арланского УДНГ (на 1.01.10 г.)

Дебит скважин по нефти, т/сут	Наличие скважин	в том числе по обводненности
		Необводненные	обводненность в %
			до 20	21-50	51-90	91-98	>98
до 1	1020	0	95	108	319	432	66
от 1 до 3	921	0	195	135	353	216	22
от 4 до 5	285	0	66	43	57	108	11
от 6 до 10	197	0	52	23	29	93	0
от 11 до 20	81	0	15	7	7	52	0
от 21 до 30	4	0	1	1	0	2	0
от 31 до 50	3	0	1	0	2	0	0
от 51 до 75	0	0	0	0	0	0	0
выше 75	0	0	0	0	0	0	0
ИТОГО	2511	0	425	317	767	903	99

Безусловно, тесная взаимосвязь между поведением парафина в скважине и свойствами газонефтяного потока значительно осложняет изучение основных закономерностей, связанных с появлением в нефти твердой фазы. Незначительные сведения об отдельных элементарных процессах, происходящих в нефти, и тесная взаимосвязь этих процессов делают возможным только комплексный метод изучения, т.е. исследование скважин по возможно большему числу взаимосвязанных параметров.

Рассматривая термодинамические условия движения нефти применительно к скважинам, эксплуатирующим средний карбон и тирегенную толщу нижнего карбона, можно элементарно классифицировать поток по его фазовому состоянию. Такая классификация позволяет дифференцированно подойти к изучению условий отложения парафина на внутренней поверхности труб.

Однофазный поток характеризуется тем, что газ и парафин находятся в нефти в растворенном состоянии, то есть когда Р > Р_Н и Т>Т_Н.

При современных системах разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления методом законтурного и внутриконтурного нагнетания воды в пласт однородный поток наблюдается в нижней части подъемной колонны в большем количестве скважин, эксплуатирующих тирегенная толща нижнего карбона.

3.5 Выбор оборудования для магнитной депарафинизации

Скважинные аппараты магнитной обработки жидкости

Инжиниринговой компанией "Инкомп-нефть" освоено производство глубинных скважинных установок магнитной обработки жидкости типа УМЖ. Установка УМЖ-73-005 представляет собой корпус из ферромагнитной трубы с присоединительными резьбами. На одном конце трубы закреплена муфта с присоединительной резьбой. На внутренней поверхности корпуса закреплены точечные постоянные магниты, залитые полимерной композицией. Использованы магниты в виде цилиндров диаметром 5-8 мм и высотой 3-4 мм.

Были проанализированы различные схемы размещения постоянных магнитов.

На основании промысловых испытаний в Арланском УДНГ установок УМЖ изготовленных по различным схемам лучший результат достигнут по схеме (рисунок 9).

Точечные постоянные магниты выступают над внутренней поверхностью корпуса с разной высотой, что способствует дополнительной турбулизации перекачиваемой жидкости, повышающей эффективность магнитной обработки.

Для точного и надежного размещения магнитов в корпусе была разработана новая технология их изготовления. Технология предусматривает:

- подготовку внутренней поверхности корпуса (пескоструйная обработка и обезжиривание);

- нанесение первого слоя антикоррозионной композиции;

- ориентационное нанесение магнитов на не застывшую поверхность;

- нанесение после просушки последовательно еще двух слоев антикоррозионной композиции на внутреннюю поверхность с магнитами.

Магниты перед их установкой в корпус обезжириваются, и на них наносится слой антикоррозионной композиции. Ориентационное нанесение магнитов предусматривает точное их размещение в заданное расчетное место на поверхности корпуса. Для этого корпус закрепляют в шпиндель токарного станка оснащенного делительной головкой. На специальную державку наносят постоянные магниты, которые необходимо расположить на одной образующей внутренней цилиндрической поверхности корпуса. После нанесения антикоррозионной композиции на поверхность корпуса, державку вводят во внутреннюю полость корпуса. Перемещая державку параллельно оси корпуса, подводят ее к требуемому участку, и магниты располагаются на поверхности корпуса. Далее отводят державку от поверхности и выводят ее из полости корпуса. Корпус поворачивают посредством делительной головки на требуемый угол, и вновь на данной образующей устанавливают магниты. И так до полной установки магнитов. После установки магнитов, наносится еще два слоя антикоррозионной композиции.

Установка с помощью резьб монтируется в колонну НКТ на прием насоса ШГНУ или в требуемый участок колонны НКТ. При прохождении добываемой жидкости по корпусу она обрабатывается магнитным полем.

Была также спроектирована и изготовлена установка магнитной обработки жидкости УМЖ-122, предназначенная для работы в скважинах оснащенных ЭЦН с внутренним диаметром эксплуатационной колонны от 125 до 140 мм. Установка монтируется на штатное место противополетного якоря (данное устройство зачастую не используется) и крепится к компенсатору ГД-51 посредством резьбы.

В отличие от большинства существующих, данная установка не имеет внешнего защитного корпуса, а магнитное поле создают 312 точечных постоянных магнитов, закрепленных на шести радиальных ребрах. Благодаря этому, установка не создает значительных гидравлических сопротивлений (они много меньше создаваемых компенсатором ГД-51), при этом напряженность создаваемого магнитного поля 25-30 кА/м.

Основные результаты использования УМЖ. Инжиниринговая компания "Инкомпнефть" изготовила более 250 скважинных установок УМЖ, которые внедрены в АНК "Башнефть", ОАО "Белкамнефть", НК "Лукойл", НК "ЮКОС", ОАО "Газпром" и ряде других организаций.

Применение установок УМЖ-73 позволило увеличить средний межремонтный период скважин Арланского УДНГ осложненных эмульсией и АСПО в среднем в 1,8 раза. Химическая обработка скважин была прекращена.

Применение магнитов NdFeB в нефтегазовой отрасли помогает решать ряд важных задач:

- снимает проблему отложения гидро- и асфальтопарафинов в скважинах с нефтеводогазовой смесью и транспортных системах;

- значительно снижает коррозию НКТ.

Магнитные устройства депарафинизации

Нами разработаны и изготавливаются устройства магнитодинамической обработки нефти (магнитный активатор и магнитная ловушка), с целью исключения отложений парафинов и парафингидратов на стенках труб, как в скважинах, так и при ее транспортировке.

Суть метода заключается в способности заданного магнитного поля разрушать способность углеводородных соединений парафинов к слипанию (адгезии).

Магнитный активатор используется при добыче нефти. Устанавливается в трубе непосредственно перед насосом. В процессе эксплуатации позволяет полностью избежать запарафинивания и в насосном оборудовании, и в трубах. Гарантийный срок службы (с полным сохранением требуемой величины магнитного поля) - 8 лет. Дополнительно, для предохранения насоса от механического воздействия включений, содержащихся в добываемом сырье, перед активатором устанавливается магнитная ловушка.

Использование на магистральных нефтепроводах магнитных активаторов другого типа позволяет полностью исключить образование парафингидратов в течение 40-48 часов в обработанном объеме нефти после разовой магнитодинамической обработки. Гарантийный срок службы оборудования (с полным сохранением требуемой величины магнитного поля) - 8 лет. Использование упомянутых устройств позволяет резко снизить эксплуатационные расходы. (В частности - на извлечение и ремонт насоса, очистку труб от парафинов).

Депарафинизатор представляет собой стальной корпус со встроенной в него магнитной системой из кольцевых постоянных магнитов.

Поток скважинной жидкости проходит через магнитную систему, подвергаясь многократному перемагничиванию. При этом образуются активные элементы, которые способствуют предотвращению АСПО.

Рисунок 10 - Устройство и принцип работы магнитного депарафинизатора

4. РАСЧЕТНЫЙ КОНСТРУКТОРСКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

4.1 Проектирование удаления АСПО в НКТ и ПЗП скважин в условиях Арланского месторождения

Методы борьбы с АСПО предусматривают проведение работ по предупреждению выпадения и удалению уже образовавшихся осадков.

Предупреждение образования АСПО достигается нанесением защитных покрытий на поверхности труб и другого оборудования из гидрофильных материалов (стекло, стеклоэмали, бакелитовый лак и др.), а также введением в поток добываемой нефти различных ингибиторов (диспергаторов, присадок).

Удаление АСПО достигается путем чистки поверхности труб и оборудования механическими скребками, тепловой и химической обработкой продукции скважин, используются магнитные депарафинизаторы.

Применение химических реагентов (ингибиторов) для предупреждения образования АСПО очень часто совмещается с предупреждением образования устойчивых водонефтяных эмульсий, защитой нефтепромыслового оборудования от коррозии и солеотложений.

Для предупреждения выпадения парафина применяют ингибиторы-присадки и ингибиторы-диспергаторы. К ингибиторам-присадкам относятся полимерные вещества, которые стабильно действуют на нефть в течении длительного времени и могут использоваться в незначительных количествах.

К ингибиторам-присадкам относятся сополимер этилена (бесцветный газ, малорастворимый в воде) с винилацетатом (сложный эфир уксусной кислоты и винилового спирта, бесцветная жидкость с температурой кипения 73⁰С) и полиакриламид (ПАА).

Первый реагент в основном действует на парафиновые отложения; рекомендуемая концентрация нефти 0,001-0,2%; степень ингибирования реагента при его содержании в нефти в количестве 0,02% составляет 80%, а степень снижения температуры застывания нефти 25-30⁰С.

Химический реагент может подаваться на забой скважины, к башмаку газлифтных и фонтанных труб, на прием скважинного насоса, в выкидную линию скважинного насоса (НКТ) и на устье скважины.

Наиболее эффективна подача реагента на забой, так как в этом случае обрабатывается вся полость скважины и ее выкидные линии. При подаче реагента на устье скважины обработке подвергаются только наземные коммуникации.

Выбор места подачи реагента зависит от стадии разработки месторождения, способа эксплуатации скважин, свойств добываемой продукции, температурных условий. Например, оптимальная точка ввода реагента в насосной скважине - прием насоса. Во-первых, основным источником образования устойчивой водонефтяной эмульсии в скважине является насос. Во-вторых, подача реагента на прием насоса или к башмаку газлифтных и фонтанных труб может осуществляться достаточно просто. Один из основных способов подачи реагента в обрабатываемую систему: разовая обработка, которая состоит из следующих операций. Сначала выбирают объект обработки (скважина). Путем лабораторных исследований выбирают реагент. Планируют режим обработки: объем реагента и продавочной жидкости, температуру подогрева, время выдерживания реагента в обрабатываемой системе. Исходя из выбранного типа реагента и запланированного режима обработки, обосновывают количество и вид наземной техники, размещают ее с соблюдением правил техники безопасности и обвязывают со скважиной. Закачивают реагент и продавочную жидкость, выдерживают реагент в обрабатываемой системе в течение запланированного времени. Скважину пускают в эксплуатацию.

Одним из применяемых методов защиты оборудования от АСПО на предприятии Арланского УДНГ является закачка реагентами типа СНПХ-7941 и применение углеводородных растворителей типа СНПХ-7870. Применение ингибитора СНПХ-7941 позволит увеличить межочистный период (МОП) работы добывающих скважин, снизить эксплуатационные затраты и потери при добыче нефти.

4.2 Анализ эффективности примененных методов удаления АСПО

В 2006 году в Арланском УДНГ на скважинах были продолжены промышленные испытания ингибитора парафиноотложений СНПХ-7941 и растворителя СНПХ-7870Б.

Ингибитор СНПХ-7941 рекомендуется для предотвращения АСПО в нефтепромысловом оборудовании добывающих скважин и трубопроводах. Ингибитор представляет собой композиционную смесь поверхностно-активных веществ в органических растворителях. Основные физико-химические показатели:

Внешний вид - прозрачная жидкость без механических примесей от светло-желтого до светло-коричневого цвета; массовая доля активной основы % - в пределах 25-27; температура застывания, ⁰С, не выше - минус 40.

В связи с эмульгируемостью ингибитора в воде, степень обводненности нефти не является ограничением для применения предлагаемой технологии.

Применение ингибитора возможно в различных климатических условиях, при температурах на устье скважины от +40⁰С до -40⁰С с сохранением его технологической эффективностью.

Эффективное применение ингибитора СНПХ-7941 напрямую связано с эффективной предварительной очисткой поверхности защищаемого оборудования от парафиноотложений.

Для очистки нефтепромыслового оборудования от АСПО необходимо применение углеводородных растворителей типа СНПХ-7870, как составной части технологии применения ингибитора СНПХ-7941.

Ингибитором парафиноотложений СНПХ-7941 в 2000 году было проведено 186 обработок на 73 скважинах, при этом израсходовано 7,788 тонн ингибитора. Обработка скважин проводилась методом залива в межтрубное пространство в виде 1% водного раствора в объеме 0,5-1м³ или в состоянии поставки в объеме 30-40 литров на скважину.

Технология применения удалителей АСПО. Основные параметры технологии применения удалителей АСПО - место и способ подачи реагента.

Для предупреждения образования АСПО в НГДУ «АН» разработана и успешно используется на протяжении более 10 лет технология обработки скважин 0, 1% водным раствором полиакриламида (ПАА) с добавлением 0,05% серогеля или КМЦ. В зависимости от производительности скважины, в затрубное пространство заливается от 300 литров до 1,5 м3 раствора. Продолжительность действия ингибитора достигает 3-6 недель, в зависимости от интенсивности парафиноотложения и обводненности продукции скважины.

Так же, для предупреждения образования АСПО, нашли применение ингибиторы парафиноотложения Корексит 7798, ХТ-48, СНПХ-7214 и водные растворы синтетических ПАВ, таких как МЛ-72, МЛ-80.

Композиция МЛ-72, МЛ-80 использовалась в виде растворов в пресной воде ,которые с учетом конкретной обводненности в потоке добываемой жидкости обеспечивали требуемую концентрацию раствора. В зависимости от производительности и динамического уровня в затрубное пространство вводилось от 1 до 2 м3 раствора.

После введения раствора было исключено наблюдавшееся ранее зависание штанг. Продолжительность эффекта от одноразового введения раствора композиции МЛ-72, МЛ-80 в затрубное пространство работающих скважин составила 18-22 суток.

Таким образом, применение композиции МЛ-72, МЛ-80 при добыче обводненных высоковязких нефтей и нефтяных эмульсий, обеспечивает увеличение дебита нефтяных скважин и снижает нагрузки на оборудование.

Хороший эффект при обработках скважин от высоковязкой эмульсии дало использование таких деэмульгаторов как Реапон-4, Проксамин-385, Диссольван-4468 в виде 2%; Сепароль-25 в виде 1% водного раствора в объеме 0,5 м3 на скважину; Сепароль-34,41 и Диссольван-3394 по 5-10 литров реагента в состоянии поставки на скважину и с последующим смывом через перепускной клапан в объеме 0,5 м3.

В последнее время борьба со стойкой высоковязкой эмульсией в скважинах осложняется тем, что эмульсии стабилизируются образующимися в пласте и в скважинах сульфидом железа, неорганическими солями, продуктами коррозии оборудования и механическими примесями. Традиционный метод периодического залива в затрубное пространство «обычных» деэмульгаторов недостаточно эффективен. Разработана технология борьбы с данным видом осложнения, которая в настоящее время проходит испытания.

Эффективность ингибиторов, как показывает практика, существенно зависит от состава АСПО и качества предварительной очистки ГНО. Поэтому актуальной является задача подбора новых, комплексно действующих ингибиторов парафиноотложения.

В 1997 году начаты опытно-промышленные испытания нового ингибитор парафиноотложения СНПХ-7941. По лабораторным данным СНПХ-7941 отлично предотвращает образование АСПО и частично удаляет уже имеющиеся отложения. В целях отработки технологии его применения в условиях Арланского УДНГ, за период с июня по декабрь было проведено 456 обработок на 253 скважинах, при этом израсходовано 40 тонн ингибитора. Обработка скважин проводилась методом залива в межтрубное пространство в виде 1% водного раствора в объеме 0,5-1,0 м3 или в состоянии поставки в объеме 30-40 литров на скважину.

Новым, перспективным направлением борьбы с осложнениями в работе скважин, является применение магнитных устройств. С этой целью в 1992 году начато внедрение магнитных активаторов. Существуют различные типы и конструкции подобных устройств, разработанные как в России, так и за рубежом. Основную часть, применяемых в Арланского УДНГ магнитных активаторов, составляют магнитные устройства Тюменской фирмы «Новые технологии». Ими были оборудованы 27 скважин. При воздействии магнитных полей на безводную нефть, интенсивность образования отложений уменьшается на 25-30%, а при воздействии на обводненную нефть примерно на 50%. Увеличение содержания смол в нефти выше 28% существенно снижает эффективность магнитной обработки добываемой жидкости. В целях изыскания более дешевых магнитных устройств, проводят испытания конструкции и прорабатывает вопрос об изготовлении (возможно совместном) и поставке этих устройств Уфимской фирмой «Диапазон».

Среди способов удаления выпавших осадков применяются тепловые и химические.

При первом методе применяются промывки скважин горячей :

а) водой (как с добавками хим. реагентов, так и без);

б) нефтью (иногда с добавкой растворителя) при помощи АДП.

Для химического удаления АСПО применяются органические растворители или реагенты на их основе и водные растворы ПАВ, такие как Нефрас А120/200, Нефрас А130/330, растворитель ЖОУ, водный раствор МЛ-80.

Широкое распространение с целью удаления АСПО и эмульсии получили промывки скважин горячей жидкостью, для чего применяется пластовая или пресная вода с добавкой деэмульгаторов или других хим. реагентов. Подогрев воды производится на специальных узлах подогрева воды, построенных на базах укрупненных бригад в Ташкиново, Шушнуре и на Вятке.

При помощи единственного агрегата АДП произведено 96 операций по депарафинизации на 77 скважинах.

Экономический анализ показывает целесообразность применения превентивных методов борьбы с АСПО и эмульсией. Так, для снижения числа аварий подземного оборудования в УДНГ необходимо производить не менее 8800 обработок от АСПО, эмульсии, отложений сульфида железа и комплексных солей в добывающих скважинах. Для этого требуется специальных агрегатов для производства профилактических хим. обработок на базе Т-150К - не менее 8 единиц и 830 тонн растворителей и ингибиторов парафино- и солеотложений.

Для выполнения запланированных объемов добычи нефти и сокращения затрат АНК необходимо обеспечить УДНГ заявленным количеством химреагентов и спецтехникой.

Проблемы, вызываемые различными видами осложнений в работе скважин, не уменьшаются. К существовавшим ранее видам осложнений добавляются новые. Поэтому специалистами ЦНИПРа постоянно проводится поиск новых химреагентов, технологий и методов прогнозирования для борьбы с различными видами осложнений.

4.3 Расчет закачки СНПХ-7541

В Арланском УДНГ нашёл широкое применение для предупреждения отложения АСПО, особенно на скважинах оборудованных ЭЦН, ингибитор

СНПХ-7541.

Исходные данные для расчета:

1. Эксплуатационные горизонты I,III.

2. Диаметр эксплуатационной колонны Д = 146 мм.

3. Интервалы перфорации Н3 = 1345 м.

1263,4 - 1265,8 м.

1270,8 - 1276,0 м.

4. Коэффициент продуктивности К = 30 м³/сут МПа.

5. Р_ИЛ = 19 МПа.

6. Р_ЗАТ = 17 МПа.

7. Кинематическая вязкость нефти V = 2*10³ м³ /с.

8. Газовый фактор G = 18 м³/м³

9. Плотность добываемой жидкости q = 1090 кг/ м³

10. Дебит жидкости Q = 108 м³/сут.

11. Статический уровень h_СТ = 480 м.

12. Обводнённость Н = 94 %.

13. Пластовое давление Р_ИЛ = 15 МПа

14. Забойное давление Р_ЗАБ = 13 МПа.

15. Глубинонасосное оборудование.

глубина спуска h_Н - 1100 м.

d_НКТ диаметр НКТ - 73 мм.

насос УЭЦН5 - 130-1200.

В результате проведённого анализа пластовых вод и залегания пластов и их взаимного влияния геологической службой ЦДНГ-1, было решено произвести закачку СНПХ-7541 в ПЗП. Для проведения обработки была дана заявка на проведение обработки в цех КПРС.

В цехе было необходимо провести расчёт закачки СНПХ-7541 и составить план работы.

Сначала рассчитаем необходимое количество ингибитора (Р, кг) по формуле:

Р = А · Р_О · Q_В · Т / 1000 , кг (1)

где А - коэффициент увеличения расхода ингибитора, учитывающий неравномерность выноса его из призабойной зоны. (принимают равным 1,5 - 2,0 ).

Р_О - оптимальная дозировка ингибитора г/ м³ (рекомендуется 30 - 200 г/ м³ ).

Q_В - производительность скважины по воде, м³ /сут.

Т - предполагаемое время защиты оборудования.

Р = 1,5 · 40 · 102,6 · 200 / 1000 = 1231, кг

На основе рассчитанного количества ингибитора (Р) приготовить 5 - 15% раствор в пресной воде. m_p = 1231 кг.

Объём реагента:

V_p = m_p / p, м³ (2)

V_р = 1231 / 1250 = 0,98 м³

Рассчитаем объём пресной воды для приготовления 15% раствора ингибитора:

V_В = V_p · 100% / 15% = 0,98 · 100/15 = 6,5 м³

Общий объём раствора приготовим в количестве:

V_p-p = V_p + V_В, м³ (3)

V_p-p = 6,5 + 0,98 = 7,5 м³

Так как приёмистость пласта выше давления опрессовки колонны, необходимо поднять ГНО и спустить пакер. Пакер спускаем на глубину:

Н_П = 1253 м на 10 м выше верхних дыр зоны перфорации.

Ниже номера спускаем хвост до нижних дыр зоны перфорации.

Н_НКТ = 1276 м. хвост будет:

h_ХВ = Н_НКТ - Н_П, м³ (4)

h_ХВ = 1276 м - 1253 м = 23 м.

Рассчитываем объём дополнительной жидкости:

V_Ж = m · р · R² · H + V_НКТ , м³ (5)

где m - коэффициент пористости, m = 1,8;

р = 3,14;

R - предполагаемый радиус проникновения ингибитора в пласт (не менее 1м);

Н - вскрытая толщина пласта, Н = 7м;

V_НКТ - внутренний объём подвески НКТ 73 мм.

V_НКТ = р · d_В² / 4 · Н_НКТ , м³ (6)

V_НКТ = 3,14 · 0,06 ² / 4 · 1276 = 3,6 м³

V_Ж = 1,8 · 3,14 · 1² · 7 + 3,6 = 40 + 3,6 = 44 м³

Выдержать скважину в течении 12 часов под давлением для полной абсорбции ингибитора в породе коллектора и распределения его в порах пласта.

После этого поднять НКТ с пакером.

Спустить прежнее ГНО и пустить скважину в работу.

4.4 Расчет закачки ПАЛР-О по удалению АСПО в НКТ и ПЗП

В условиях прогрессирующего обводнения продуктивных пластов и добываемой продукции по-прежнему актуальной является проблема ликвидации АСПО в лифтовых трубах добывающих скважин, трубопроводах и ПЗП скважин. Кроме того, наблюдаются осложнения в процессе капитального ремонта нагнетательных скважин, основной причиной которых является накопление в стволе скважин нефтяных эмульсий со значительным количеством АСПО и сульфида железа. В ОАО АНК «Башнефть» для решения вышеуказанных задач используются растворители Нефрас АР 120/200, НЕФРАС 150/300 и СНПХ-7870. Однако с сокращением объемов добычи и поставок нефти в РБ эти растворители дефицитны, дороги и не универсальны. В связи с этим разработан новый эффективный базовый растворитель АСПО ПАЛР-0, состоящий из компонентов, допущенных к применению в нефтедобывающей промышленности и выпускаемых заводами Башкортостана.

Произведем расчет ПАЛР-0 для закачки в НКТ и ПЗП.

Сначала рассчитаем необходимое количество ингибитора (Р, кг) по формуле:

Р = А · Р_О · Q_В · Т / 1000 , кг (7)

где А - коэффициент увеличения расхода ингибитора, учитывающий неравномерность выноса его из призабойной зоны, (принимают равным 1,5 - 2,0 );

Р_О - оптимальная дозировка ингибитора г/ м³, (рекомендуется 30 - 200 г/ м³);

Q_В - производительность скважины по воде, м³ /сут;

Т - предполагаемое время защиты оборудования.

Р = 1,7 · 50 · 102,6 · 250 / 1000 = 2180 кг.

На основе рассчитанного количества ингибитора (Р) приготовить 5 - 15% раствор в пресной воде. m_p = 2180 кг.

Объём реагента:

V_p = m_p / p, м³ (8)

V_р = 2180 / 900 = 2,4 м³

Рассчитаем объём пресной воды для приготовления 15% раствора ингибитора:

V_В = V_p · 100% / 15% = 2,4 · 100 / 15 = 16 м³.

Общий объём раствора приготовим в количестве:

V _p-p = V_p + V_В, м³ (9)

V _p-p = 16 + 2,4 = 18,4 м³

H_ХВ = Н_НКТ (10)

H_ХВ = 1276 м - 1253 м = 23 м.

Рассчитываем объём дополнительной жидкости:

V_Ж = m · р · R² · H + V_НКТ , м³ (11)

V_НКТ = р · d_В² / 4 · Н_НКТ. , м³ (12)

V_НКТ = 3,14 · 0,06² / 4 · 1276 = 3,6 м³

V_Ж = 1,8 · 3,14 · 1² · 7 + 3,6 = 40 + 3,6 = 44 м³

5. РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ

5.1 Краткая аннотация

В 2005 году была продолжена закачка ингибитора солеотложения СНПХ-5313, давшая положительные результаты за предыдущие годы. В результате обработок было добыто дополнительно 6 тыс.т. нефти.

5.2 Расчет затрат на закачку СНПХ-5313

Расчет сметы затрат производится по следующим статьям:

§ Заработная плата рабочих.

§ Начисления на заработную плату.

§ Затраты на материалы.

§ Аренда материалов.

§ Цеховые расходы.

Расчет фонда оплаты труда определяется исходя из численно-квалификационного состава рабочих и повременно-премиальной системы оплаты труда. При закачке задействованы:

Бурильщик 6 разряда - 1 чел, тарифная ставка 42 руб.

Помощник бурильщика 5 разряда - 1 чел., тарифная ставка39,35 руб.

Время на закачку - 18 часов.

Фонд оплаты труда производственных рабочих (ФОТр) представляет собой основную (З_О) заработную плату.

ФОТр = Зо, руб (13)

ФОТр = 3031,1 руб.

Основная заработная плата определяется по формуле:

З_О = (З_ТР + З_П + Д_БР) · К_Т, руб (14)

где К_Т - территориальный коэффициент, 1,15;

З_ТР - заработная плата по тарифу, руб;

З_П - размер премии, руб;

Д_БР - доплата за бригадирство, ночное время и т.д., руб.

З_О = 1,15 · (1464,3 + 1171,44) = 3031,1 руб.

З_П = З_ТР · П / 100, руб (15)

где П - процент премии, составляет 80 % от заработной платы.

З_П = 1464,3 · 80 / 100=1171,44 руб

З_ТР = С_С · Т_ЭФ · Р, руб (16)

где С_С - средняя тарифная ставка на одного рабочего, руб;

Т_ЭФ - эффективный фонд рабочего времени, ч;

Р - число рабочих, чел.

З_ТР = 40,68 · 18 · 2 = 1464,3 руб.

, руб (17)

где - сумма ставок на число рабочих, руб;

- общее число рабочих, чел.;

n - число разрядов.

руб.

Начисления на заработную плату являются обязательными для предприятий любой формы собственности. Из ФОТр отчисляются во внебюджетные фонды единый социальный налог в размере 26%.

Начисления на заработную плату определяются:

Н_З = ФОТр · П_З / 100 , руб (18)

где П_З - процент начисления на заработную плату (26%).

Н_З = 3031,1 · 26 / 100 = 788,1 руб.

Затраты на вспомогательные материалы определяются умножением количества каждого материала на цену единицы соответствующего материала:

С_{ВМ i} = Q_i · Ц_i, руб (19)

где Q_i - количество i-го материала, тн;

Ц_i - цена единицы i-го материала, руб.

Таблица 4 - Затраты на материалы

Наименование	Единица измерения	Количество	Цена за единицу, руб.	Сумма, руб
Ингибитор СНПХ 5313	т	1,8	34800	62640

Затраты на проведение технологических операций определяются:

(20)

где - время на технологическую операцию i-го транспорта, ч;

- стоимость одного машино-часа работы i -го транспорта, руб.

Таблица 5 - Расчет затрат на проведение технологических операций

Наименование транспорта	Время на тех.опер., час	Стоимость 1м/ч работы, руб	Затраты на тех.опер., руб.
ЦА-320	18	541,83	9752,94
Бардовоз	18	506,8	9122,4
Итого			18875,34

Цеховые расходы рассчитываются по следующим статьям затрат:

§ Заработная плата вспомогательных рабочих.

§ Начисления на заработную плату вспомогательных рабочих.

§ Расходы на содержание малоценных и быстроизнашивающихся инструментов и приспособлений.

§ Затраты на охрану труда и технику безопасности.

§ Затраты на рационализацию и предпринимательство.

§ Прочие расходы.

Цеховые расходы это косвенные расходы они распределяются на себестоимость пропорционально заработной плате производственных рабочих.

Ц_Р = ФОТр · П_ЦР / 100, руб. (21)

где П_ЦР - процент цеховых расходов, 107,6 %.

Ц_р = 3031,1 · 107,6 / 100 = 3261,5 руб.

Результаты расчетов по каждой статье сметы сводятся в таблицу 6:

Таблица 6 - Смета затрат

Наименование затрат	Сумма, руб.
Фонд оплаты труда	3031,1
Начисления на зарплату	788,1
Материалы	62640
Услуги транспорта	18875,34
Цеховые расходы	3261,5
Итого по смете	88596,04

5.3 Расчет экономической эффективности от закачки СНПХ-5313

Расчет экономической эффективности производится в соответствии с методическими рекомендациями по комплексной оценке эффективности мероприятий направленных на ускорение НТП в нефтяной промышленности РД 39 - 01/06 -000 -89.

Стоимостная оценка затрат включает эксплуатационные затраты на добычу дополнительной нефти и затраты на проведение мероприятия:

З_Т = З + З' , тыс.руб. (22)

где З - эксплуатационные затраты на добычу дополнительной нефти, руб.

З' - затраты на проведение мероприятия (определяются по смете затрат).

З_Т = 1635,192 + 77,7= 1713 т.руб.

Таблица 7 - Исходные данные для расчета

Показатели	Единица измерения	База сравнения	Новая технология
Добыча нефти, в т.ч. дополнительная добыча за счет мероприятия	тыс.т	1845,2	1851,2 6
Себестоимость добычи 1 т нефти	руб.т	919,04
В том числе условно-переменные затраты	руб.т	454,22
Затраты на мероприятия	тыс. руб.		77,7
Оптовая цена на нефть	руб.	926	926

Размер дополнительных эксплуатационных затрат определяется произведением суммы условно-переменных статей калькуляции себестоимости одной тонны нефти на дополнительный годовой объем добычи нефти.

К условно-переменным относятся те статьи калькуляции себестоимости нефти, затраты по которым прямо зависят от количества добытой нефти.

Этими статьями являются:

§ Расходы на электроэнергию, затраченную на извлечение нефти.

§ Расходы по искусственному воздействию на пласт.

§ Расходы по сбору и транспорту нефти.

§ Расходы по технологической подготовке нефти

§ Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования.

Каждая из перечисленных выше статей являются комплексной, т. е. состоит из нескольких элементов затрат, часть которых с ростом добычи не изменяется. Поэтому, при подсчете дополнительных затрат применяют коэффициент - 0,6 и сумму дополнительных эксплуатационных затрат вычисляют по следующей формуле:

З = (№1 +№2 + №7 + №8 +№10) · Q · 0,6 , руб. (23)

где (№1 +№2 + №7 + №8 +№10) - сумма условно - переменных статей калькуляции себестоимости 1 т нефти до внедрения мероприятия, руб.;

0,6 - коэффициент, учитывающий, что каждая из перечисленных статей возрастает не прямо пропорционально возросшей годовой добыче нефти;

Q - дополнительная добыча нефти, т.

З= 454,22 · 6 · 0,6 = 1635,192 тыс. руб.

Cтоимостная оценка затрат на добычу нефти без использования мероприятия (З_Т1) рассчитывается:

З_Т1 = Q_О · C_О , тыс.руб. (24)

где Q_О - объем добытой нефти до мероприятия, т;

С_О - себестоимость 1 т нефти, добытой до мероприятия, руб.

З_Т1 = 1845,2 · 919,04 = 1695812,6 тыс.руб.

Стоимостная оценка затрат на добычу нефти с использованием мероприятия (З_Т2) рассчитывается:

З_Т2 = З_Т1+З_Т , тыс.руб. (25)

З_Т2 = 1695812,6 + 1712 = 1697525,6 тыс.руб.

Отсюда себестоимость 1т. нефти, добытой с использованием мероприятия составит:

(26)

При оценке экономической эффективности применения технологических процессов, обеспечивающих прирост добычи нефти, экономический эффект представляет собой прибыль, оставшуюся в распоряжении предприятия и рассчитывается по формуле:

П = (Ц_Т - С_t) · Q_t - (Ц_t - Co) · Q_О, руб. (27)

где Ц_t - оптовая цена 1т. нефти, руб.;

С_О и С_t - себестоимость добычи 1т. нефти до и после мероприятия.

П = (926 - 919) · 1851,2 - (926 - 919,04) · 1845,2 = 3843 т.руб.

Налоги и выплаты от прибыли рассчитываются по формуле:

Н = П · 24 / 100, руб. (28)

П = П - Н, руб. (29)

Н = 3843 · 24 / 100 = 922,3 тыс.руб.

П = 3843 - 922,3 = 2920,7 тыс.руб.

Таблица 8 - Сравнительная таблица технико-экономических показателей

Показатели	Единица измерения	База сравнения	Новая технология	Отклонения (+/-)
Годовая добыча нефти	тыс. тонн	1845,2	1851,2	6
Затраты на мероприятие	руб.		77796,0
Себестоимость 1 т нефти	руб.	919,04	917,0	-2,1
Прирост балансовой прибыли	тыс. руб.		3843,0
Налог на прибыль	тыс. руб.		922,3
Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия	тыс. руб.		2920,7

5.4 Выводы

На основании анализа, проведенного по расчету эффективности применения СНПХ-5313, можно заключить, что данные обработки химического воздействия на пласт являются технологически обоснованными. Из расчетов видно, что после закачки добыча нефти увеличилась на 6 т.т. Экономический эффект заключается в дополнительной прибыли, остающейся в распоряжении предприятия, которая составляет 2920,7 т.руб. Она образуется за счет увеличения добычи на 6 т.т. и снижения себестоимости добычи 1 т. нефти с 919,04 руб. до 917 руб.

6. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

6.1 Правила безопасного внедрения технологического проекта

6.1.1 Правовые, нормативные и инструктивные акты, регламентирующие трудовую деятельность

В области охраны труда и безопасности жизнедеятельности трудовую деятельность в ЦППН «Шушнур» регламентируют следующие правовые, нормативные акты, инструктивные акты в области охраны труда и отраслевые документы:

1. Закон об основах охраны труда в РФ №181-ФЗ от 17.07.1999 г.

2.Федеральный закон о промышленной безопасности опасных производственных объектов 116-ФЗ от 21.07.1997 г. с изменениями от 7.08.2000 г.

3.Трудовой кодекс №197-ФЗ (с изменениями и дополнениями от 24.07.2002г и 25.07.2002 г.), утвержденный Президентом РФ 30.12.2001.г.

4.Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности от 9.04.2000 г. с дополнениями и изменениями к ним, утвержденными 11.08.2001г.

5. Федеральный закон «О недрах» №27 ФЗ от 3.03.1995 г.

6. Порядок разработки деклараций безопасности промышленного объекта РФ. МЧС, Госгортехнадзор №222/59 от 4.04.1996 г.

7. ГОСТ 12.0001-82 ССБТ «Система стандартов безопасности труда»

8. ОСТ 51.81.82 ССБТ «Охрана труда в газовой промышленности»

9. Санитарные нормы проектирования промышленных предприятий. СНиП .21/2.11.567-96 от 31.10.1996 г.

10. Закон о пожарной безопасности №б9-ФЗ, принят 21.12.1994 г (с дополнениями и изменениями от 22.08.1995 г, от 18.04.1996г, от 24.01.1998 г, от 11.2000 г. от 27.12.2000 г.

11. Пожарная охрана предприятий. Общие требования. НБТ - 201-96, утв. 01.03.1992г.

12. Правила пожарной безопасности РФ ППБ-01-93. МВД РФ 14.12.1993 г., дополнения к ним от 25.07.1995 г.

13. Инструкции по технике безопасности предприятия.

6.1.2 Общие требования техники безопасности при сборе, подготовке и перекачке нефти, газа и воды

Технологические процессы добычи, сбора, подготовки нефти, газа и воды, их техническое оснащение, выбор систем управления и регулирования, места размещения средств контроля, управления и противопожарной защиты должны учитываться в проектах обустройства и обеспечивать безопасность обслуживающего персонала и населения.

Закрытые помещения объектов сбора, подготовки и транспортировки нефти, газа и конденсата должны иметь систему контроля состояния воздушной среды, сблокированную с системой выключения оборудования, включая перекрытие задвижек. Все помещения должны иметь постоянно действующую систему приточно-вытяжной вентиляции Кратность воздухообмена рассчитывается в соответствии с СНиП 2.21/2.11.567-96.

Основные технологические параметры указанных объектов и данные о состоянии воздушной среды должны быть выведены на пункт управления

Системы управления должны иметь сигнальные устройства предупреждения отключения объектов и двухстороннюю связь с диспетчерским пунктом. Каждый управляемый с диспетчерского пункта объект должен иметь также ручное управление непосредственно на объекте.

Система сбора нефти и газа должна быть закрытой, а устья нагнетательных, наблюдательных и добывающих скважин герметичными.

На объектах сбора и подготовки нефти и газа (УПС, УПН, УПВ), насосных и компрессорных станциях (ДНС) должна быть технологическая схема, утвержденная техническим руководителем предприятия, с указанием номеров задвижек, аппаратов, направлений потоков, полностью соответствующих их нумерации в проектной технологической схеме.

Технологическая схема является частью плана ликвидации возможных аварий. Изменения в технологический процесс, схему, регламент, аппаратурное оформление и систему противопожарной защиты могут вноситься только при наличии нормативно-технической и проектной документации, согласованной с организацией-разработчиком технологического процесса и проектной организацией-разработчиком проекта. Реконструкция, замена элементов технологической схемы без наличия утвержденного проекта не допускаются. Оборудование, контактировавшее с сернистой нефтью и не используемое в действующей технологической схеме, должно быть отключено, освобождено от продукта, промыто (пропарено), заполнено инертной средой и изолировано от действующей схемы установкой заглушек. Установка заглушек фиксируется в журнале установки-снятия заглушек.

При наличии в продукции, технологических аппаратах, резервуарах и других емкостях сероводорода или возможности образования вредных веществ при пожарах, взрывах, нарушении герметичности емкостей и других аварийных ситуациях персонал должен быть обеспечен необходимыми средствами индивидуальной защиты от воздействия этих веществ.

6.1.3 Промысловые трубопроводы

Проектирование, строительство и эксплуатация промысловых трубопроводов должны осуществляется в соответствии с требованиями «Правил устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов», утвержденных Госгортехнадзором России 02.03.95 г., и «Правил по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов», утвержденных Минтопэнерго РФ 30.12.93г.

Трубопроводы для транспортировки пластовых жидкостей и газов должны быть устойчивы к ожидаемым механическим, термическим напряжениям (нагрузкам) и химическому воздействию. Трубопроводы должны быть защищены от наружной коррозии.

Допускается применение неметаллических трубопроводов по согласованию с территориальными органами Госгортехнадзора России.

Участки трубопроводов в местах пересечения с авто- и железными дорогами должны быть заключены в защитные кожухи из стальных или железобетонных труб, оборудованные в соответствии с требованиями нормативных документов.

Запорную арматуру на трубопроводах следует открывать и закрывать медленно во избежание гидравлического удара. На всей запорной арматуре трубопроводов, имеющей редуктор или запорный орган со скрытым движением штока, должны быть указатели, показывающие направление их вращения: «Открыто», «Закрыто». Вся запорная арматура должна быть пронумерована согласно технологической схеме.

Запорная арматура нефтегазоконденсатопроводов (задвижки, краны и т.п.), расположенная в колодцах, должна иметь дистанционное управление или удлиненные штоки для открытия-закрытия ее без спуска человека в колодец.

Продувку и испытание нефтегазосборных трубопроводов (от скважины до ДНС или до центрального пункта сбора) следует осуществлять в соответствии с проектной документацией и технологическим регламентом.

Периодичность испытания трубопроводов устанавливается НГДУ с учетом свойств транспортируемой среды, условий ее транспортировки и скорости коррозионных процессов. Основные результаты ревизии трубопроводов должны быть отражены в техническом паспорте.

Эксплуатация трубопроводов должна осуществляться при параметрах, предусмотренных проектом. Изменения в технологический процесс, регламент могут вноситься только при наличии проектно-сметной документации, утвержденной техническим руководителем предприятия.

При профилактических осмотрах нефтегазопроводов обходчикам запрещается спускаться в колодцы и другие углубления на территории охранной зоны.

Сроки проведения ревизии нефтегазосборных трубопроводов устанавливается администрацией предприятия и службой технического надзора в зависимости от скорости коррозионно-эрозионных процессов с учетом опыта эксплуатации аналогичных трубопроводов, результатов наружного осмотра, предыдущей ревизии и необходимости обеспечения безопасной и безаварийной эксплуатации трубопроводов в период между ревизиями, но не реже чем 1 раз в 8 лет.

Первую ревизию вновь введенных в эксплуатацию нефтегазопроводов следует проводить не позже, чем через один год после начала эксплуатации.

Ревизии нефтегазосборных трубопроводов должны проводиться в соответствии с установленным порядком по графику, разработанному службой технического надзора и утвержденному техническим руководителем предприятия.

Периодические испытания трубопроводов на прочность и герметичность необходимо проводить, как правило, во время проведения ревизии трубопроводов.

Периодический контроль состояния изоляционного покрытия трубопроводов проводится существующими методами диагностирования, позволяющими выявлять повреждения изоляции без вскрытия грунта, по графику, утвержденному руководителем предприятия.

6.1.4 Опасность и вредность

Местами повышенной опасности на установке считаются все технологические сосуды, работающие под давлением, содержащие газонефтяную эмульсию.

Основными причинами, которые могут повлечь за собой аварию, являются:

- прогар печи ПТБ-10;

- порыв прокладки газопровода, нефтепровода;- порыв нефтепроводов на площадках печей, отстойниках, УПС, резервуарном парке, пункте управления;

- утечки газа ГРП печей;

- утечки нефти из нефтенасосной;

- открытые канализационные колодцы и т.д.;

- нарушение технологического режима, а именно:

а) повышение температурного режима печи выше установленного по паспорту;

б) повышение давления в технологических потоках выше - допустимого;

в) неправильная тарировка предохранительных клапанов;

г) повышение загазованности на территории;

д) неправильное переключение по технологической схеме.

6.1.5 Техническое обеспечение безопасности

Для безопасного ведения технологического режима на установке подготовки нефти имеется надежная система предохранительных клапанов.

На каждом аппарате установлен предохранительный клапан, который предохраняет сосуд и в целом технологическую цепь от возможных разрывов.

Для безопасного обслуживания печей ПТБ-10 на последней установлены клапана КПР, которые прекращают подачу газа на горелки при нарушении технологического режима работы печей.

Печи ПТБ-10 отключаются при:

- отключении электрической энергии;

- перегреве нефти выше установленного предела;

- малом расходе нефти;

- превышении предела температуры дымовых газов;

- превышении давления газа (максимального или минимального);

- недостаточном напоре воздуха;

- отсутствии пламени.

Для определения загазованности на территории и в помещении применяется переносной газоанализатор марки ГХ-4 или УГ-2. При обнаружении загазованности обслуживающий персонал принимает меры по ликвидации загазованности (проветривает помещение, проверяет работу вентиляционной установки) и делает отметку в вахтовом журнале. Отбор проб на загазованность воздушной среды осуществляется по графику, утвержденному главным инженером НГДУ. Для оповещения о нарушении технологического режима УПН имеется аварийная сигнализация из сети пожарных гидрантов.

Резервуары имеют кольца водяного охлаждения и пенотушения. При возникновении пожара или прогара печи ПТБ-10 в змеевики и теплообменную камеру подается пар под давлением 60 кПа, закрывается приемная и выкидная задвижка печи и открывается задвижка слива жидкости в подземную емкость. Канализация с площадок УПН, товарного парка и очистных сооружений выполнена затворами, что предотвращает распространение пожаров и загазованности на другие рабочие места. Для обеспечения нормального температурного режима все помещения должны быть оснащены отоплением и вентиляцией.

Рабочий персонал УПН должен быть обеспечен защитной одеждой и приспособлениями, а именно:

- фильтрующими противогазами с коробкой марки КД;

- спасательной веревкой Юм-3 шт.;

- шланговыми противогазами - 2 комплекта;

- аварийной спецодеждой - 3 комплекта;

- резиновыми перчатками для работы с реагентом - 3 пары;

- очками светлыми-3 шт.;

- резиновыми болотными сапогами - 3 пары;

- монтажными ремнями и касками - 3 комплекта;

- ящиками с аварийным инструментом в количестве 2-х комплектов. Организация обеспечения безопасности ведения технологического режима предъявляется к организационному обеспечению работы установки.

Обслуживающий персонал (операторы) должны пройти обучение в учебно-курсовом комбинате или же иметь средне - техническую подготовку. Каждый оператор установки подготовки нефти, очистных сооружений и товарный оператор обязаны ежеквартально получать инструктаж на рабочем месте.

Ежегодно операторы должны сдавать экзамены по правилам техники безопасности. На установке должен быть детально разработан план ликвидации возможных аварий. Согласно утвержденному графику проводятся учебные тренировки по плану ликвидации возможных аварий. Итоги учебных тревог разбираются со веем обслуживающим персоналом установки.

При изменении технологического режима или изменении оборудования установки с обслуживающим персоналом проводятся технические занятия и соответствующий инструктаж с оформлением технической документации. Ежегодно операторы проходят медицинский осмотр для выявления профессиональных заболеваний.

6.2 Мероприятия по охране недр и окружающей среды

6.2.1 Нормативно-правовые, нормативные акты, инструктивно-методические документы в области охраны окружающей среды

Экологическую сторону работы ЦППН «Шушнур» регламентируют следующие нормативно-правовые, нормативные акты, инструктивно-методические документы в области охраны окружающей среды и отраслевые документы:

* Закон РФ «Об охране окружающей среды» от 10.01.2002 г. № 7-ФЗ;

* Закон РФ «О недрах» от 21 февраля 1991 г № 2395-1, в ред. ФЗ от 03.03.1995 № 27-ФЗ, от 10.02.1999 № 32-ФЗ, от 02.01.2000 № 20-ФЗ, от 14.05.2001 № 52-ФЗ, от 08.08.2001 № 126-ФЗ, от 29.05.2002Х2 57-ФЗ;

* Водный кодекс РФ, № 167 -ФЗ, 18.10.1995;

* Закон РФ «Об экологической экспертизе», 1995;

* Закон РФ «Об особо охраняемых природных территориях» от 14.03.1995 № 33-ФЗ;

* Закон РФ «О животном мире» от 24.04.1995 г., № 52-ФЗ;

* Лесной кодекс РФ, № 22-ФЗ, 29.01.1997;

* Земельный Кодекс РФ, № 13 6-ФЗ от 25.10.2001 г.

* Закон РФ «Об отходах производства и потребления», от 24 июня 1998 г. № 89-ФЗ, в ред ФЗ от29.12.2000№169-ФЗг.;

* Закон РФ «Об охране атмосферного воздуха», от 4 мая 1999 № 96-ФЗ;

* Кодекс РФ «Об административных правонарушениях», № 195-ФЗ от 30.12.2001г.

* Руководство по экологической экспертизе предпроекгной и проектной документации;

* Инструкция по экологическому обоснованию хозяйственной и иной деятельности, утв. Приказом Минприроды РФ .№ 539 от 29.12.1995;

* Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности, ПБ 08 - 624 - 03 , 2003;

*«Положение о водоохранных зонах водных объектов и их прибрежных полосах», утв. Постановлением Правительства РФ № 1404 от 23.11.1996;

* «Основные положения о рекультивации земель, сохранении и рациональном использовании плодородного слоя», утв. Приказом Минприроды России и Роскомзема от 22.12.1995, № 525/67;

* СНиП 23-01-99. «Строительная климатология», М., 2000 г.;

* СНиП 11-01 -95 «Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и составе проектной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений», М., 1995 г.

* СП 11-102-97 «Инженерно-экологические изыскания для строительства». М., Госстрой, 1997 г.

* СанПиН 2.1.4. 1071 - 01 «Питьевая вода. Гигиенические требования к качеству воды централизованных систем питьевого водоснабжения. Контроль качества. Санитарные правила и нормы», М., 19%;

* СанПиН 2.2.1/2.1.1.1200 - 05 «Санигарно-защитные зоны и санитарная классификация предприятии, сооружений и иных объектов», М., 2001 г.;

* СанПиН 2.1.6. 1032-01 «Гигиенические требования по охране атмосферного воздуха населенных мест», М., 2001 г.;

* СН 2.2.4/2.1.8.562 - 96 «Шум на рабочих местах, в помещениях жилых, общественных зданий и на территории жилой застройки», М., 19%г;

* СанПиН 2971-84 «Санитарные правила и нормы защиты населения от воздействия электрического поля, создаваемого воздушными линиями электропередач (ВЛ) переменного тока промышленной частоты», М., 1984г.

6.2.2 Экологическая обстановка на ЦППН «Шушнур»

В систему нефтесбора ЦППН «Шушнур» с промыслов на подготовку ежесуточно поступает около 38478 м³ нефти с долей воды, достигающей 85 %. При подготовке нефти отделяют попутный нефтяной газ (ПНГ) и пластовую воду. ПНГ утилизируется сжиганием на «факелах». Пластовая вода, отделенная на обезвоживающих установках, закачивается в нагнетательные скважиных в системе ППД.

6.2.3 Мероприятия по охране окружающей среды

Мероприятия по охране водных ресурсов.

Основные технические решения по очистке и утилизации сточных вод. В результате технологического цикла сооружений ЦПС образуются сточные воды, содержащие нефтепродукты и взвешенные вещества: